SYT 7629-2021 乙烷输送管道工程技术规范-PDF解密-PDF解密

P乙烷输送管道工程技术规范Engineeringspecificationforethanetransport2021-11-16发布2022-02-16实施国家能源局发布国家能源局2021年第5号根据《中华人民共和国标准化法》《能源标准化管理办法》,国家能源局批准巡地热并井身结构设计方法》等326项业标准修改通知单(附件3),现予以发布。附件：1.行业标准目录(节选)2021年11月16日行业标准目录(节选)出版机构实施日期陆上多波多分量地震资出版社海洋可控源电磁法勘探出版社出版社出版社陆上纵波地震勘探资料出版社出版社出版机构实施日期出版社出版社野外石油天然气地质调出版社出版社出版社出版社出版社出版社出版机构实施日期出版社出版社出版社出版社出版社测井与射孔生产指标的出版社出版社电缆测井项目选择规范出版社出版机构实施日期常规射孔作业技术规范出版社随钻测井资料处理与解出版社出版社出版社油田开发产能建设项目出版社发方案编制技术规范出版社出版社出版机构实施日期常规修井作业规程第9出版社出版社油水井取套回接工艺作法出版社出版社出版社出版社出版社油泥调剖工艺技术规范出版社出版机构实施日期出版社出版社油田化学剂分类及命名出版社出版社出版社出版社出版社出版机构实施日期出版社出版社管式加热炉规范出版社出版社设备规范出版社定向钻穿越设计规范出版社油气输送管道工程地质灾害防治设计规范出版社出版社出版机构实施日期地钢质管道交流干扰腐出版社出版社出版社油气管道工程水文勘测出版社油气输送管道计算机控制系统报警管理技术规范出版社程数据采集与监控系统设计规范出版社出版机构实施日期出版社出版社出版社出版社出版社出版社出版社出版机构实施日期出版社电子式井斜仪校准方法出版社出版社出版社出版社出版社飞线的功能设计与测试出版社出版机构实施日期出版社出版社出版社出版社出版社可控震源地震勘探劳动出版社出版社出版社出版机构实施日期出版社室气体排放核算方法与出版社出版社出版社出版社出版社出版社出版机构实施日期设计规范出版社出版社出版社出版社储气库井运行管理规范出版社出版社出版社出版社出版机构实施日期出版社出版社出版社石油天然气钻采设备顶与维护出版社出版社石油天然气钻采设备油出版社出版社出版机构实施日期丝绳吊索出版社洋钻井平台的电缆集成出版社出版社分：总则出版社出版机构实施日期红外光谱—燃料电池联合法测定组成第2部分：光声光谱法测定甲出版社红外光谱—燃料电池联合法测定组成第3部分：红外光谱法测定乙出版社合法测定组成第4部分：燃料电池法测定氢出版社天然气在线气相色谱出版社根据国家能源局综合司《关于印发2019年能源领域行业规范制(修)订计划及英文版翻译出版计划的通知》(国能综通科技(2019)58号)的要求，本规范编制组经广泛调查研究，认真总结经验，参考有关国际标准和国外先进标准，并在广泛征求意见的基础上，制定了本规范。本规范共分9章和4个附录，主要内容包括：总则，基本规定，输送工艺，线路，站场，管道与管道附件，配套生产设施，管道焊接、检验、试压与干燥，管道试运行。本规范由国家能源局负责管理，由石油工业标准化技术委员会石油工程建设专业标准化委员会负责日常管理，由中国石油工程建设有限公司西南分公司负责具体技术内容的解释。执行过程中如有意见或建请寄送中国石油工程建设有限公司西南分公司(地址：四成市駆升华路6号，邮政编码：610041)。本规范主编单位：中国石油工程建设有限公司西南分公司本规范参编单位：中国石油塔里木油田公司四川石油天然气建设工程有限责任公司中石化石油工程设计有限公司中油(新疆)石油工程有限公司设计分本规范主要起草人：郭艳林陈俊文王棠昱谌贵宇赵建彬胡连锋杨成贵李安坤李广斌杜建莉陈勇彬赵志勇施辉明杨其睿马含悦李尹建李佳王玉柱罗泽松梁俊奕 1 23输送工艺 4 64.1线路选择 64.2地区等级划分及设计系数 74.3管道敷设 94.4管道截断阀室设置 4.5高后果区识别 5.1站场分级和选址 5.2站场总平面布置 5.3站场工艺及设备 5.4站场管道 6.1一般规定 6.2管道材料 6.4管道附件 7配套生产设施 7.1仪表与自动控制 7.2通信 7.3供配电 7.4给排水及消防 8管道焊接、检验、试压与干燥 23 249管道试运行 附录A乙烷管道工程与上下游相关企业及设施的界面划分 27附录B乙烷性质与相图 附录C管道壁厚、应力计算与稳定性校核 附录D乙烷站场及阀室爆炸危险区域划分 标准用词说明 36引用标准名录 1 2 4 6 64.2Locationclassificationanddetermina 7 94.4Settingofpipelineblockvalve 4.5Highsequenceareaiden 7Auxiliaryproductionfa 21 23 249Pipelinepre-commi 26downstreamfacilities/enter AppendixBEthanepr 29AppendixDRecommendedpracticeofclassificationof 33Explanationofwordingin Listofquotedstandards Addition:Explanationofprovisi ]2.0.8乙烷输送管道工程的完整性管理应符合现行国家标准现行行业标准《油气管道线路标识设置技术3.0.1乙烷管道输送过程应保持相态稳定。乙烷相态特性与相图见本规范附录B。3.0.2进入线路管道的乙烷温度应高于0℃。3.0.3输送工艺的设计应包括水力和热力计算，并应进行稳态和动态分析。液态乙烷输送时，应进行瞬态分析，对瞬态可能产生的危害采取控制措施。3.0.4气态乙烷输送管道的水力、热力计算应符合现行国家标准《输气管道工程设计规范》GB50251的有关规定；液态乙烷输送管道的水力、热力计算应符合现行国家标准《输油管道工程设计规范》GB50253中液化石油气管道的有关规定。3.0.5管道的设计压力应根据输送相态、水力计算和管道沿线地形起伏条件综合确定。道设计压力不应低于最大操作压力的1.1倍或最大操作压力0.9a,两者较大值。管道的最低设计温度应根据乙烷输送工况可能的最低温度和管道所处的环境温度综合确定。3.0.6液态乙烷输送时，沿线操作压力应高于输送温度下乙烷的饱和蒸气压，中间泵站的进站压力宜比进站温度下乙烷的饱和蒸气压高1MPa,末站进站的压力宜比进站温度下乙烷的饱和蒸气压高0.5MPa。3.0.7液态乙烷输送时，管道系统任一点因管道水击和其他因素造成的瞬间最大压力值不应超过管道设计压力的1.1倍。3.0.8液态乙烷在管道内的流速宜为0.8m/s～1.4m/s,最大流速不应超过3m/s。3.0.9站场宜在进站截断阀上游和出站截断阀下游设置线路管道放空阀。3.0.11管道系统中存在超压可能的管道、设备和容器应设置安全阀或其他压力控制设施，超压泄放的乙烷应采取措施安全3.0.12乙烷输送管道放空立管设计应符合下列规定：及汽车客运站、海(河】港码头、军事禁区、国家重点文物保4.1.6埋地管道线路与建(构)筑物及设施外缘的间距应符合1气态乙烷线路管道中心线与建(构)筑物外缘的间距不宜小于15m,最小间距不应小于5m。2液态乙烷线路管道中心线与建(构)筑物外缘的间距应距离(m)护单位、飞机场、火车站、码头、地铁及隧道出入口)4管道线路与民用炸药库的最小水平距离应根据现行国家4.1.7水域穿越管段与公路桥梁、铁路桥梁、港口、码头、水下隧道等水下建构筑的间距应符合现行国家标准《油气输送管4.1.8埋地线路管道与已建管道并行间距应符合现行行业标准4.2.1管道线路通过的地区，应按照沿线居民户数和(或)建筑物的密集程度，划分1区，地区等级划分应符合下列规定：1沿管道线路中心线两侧各200m范围内，任意划分成长度为2km并能包括最大聚居户数的若干地段，按划定地段内的户数划分为四个等级。在乡村人口聚集的村庄、应以每一独立户作为一个供人居住的建筑物计算。地区等级应2当划分地区等级边界线时，边界线距最近一栋建筑物外边缘不应小于200m。3当一、二级地区内存在有学校、医院等特定场所时，距特定场所至少200m范围内的管段应按三级地区选取设计系数。4当一个地区的发展规划足以改变该地区的现有等级时，地区等级划分原则一级一类地区一级二类地区二级地区户数在60户以上的区段，包括市郊居住区、商业区、工业区、规划发展区及不够四级地区条件的人口稠密区四级地区四层及四层以上楼房(不计地下室层数)占多数、交通频繁、地4.2.2线路管道的强度设计系数应符合表4.2.2的规定。阀室管道强度设计系数一级一类地区一级二类地区二级地区四级地区4.2.3穿越管道的强度设计系数应符合表4.2.3的规定。地区四级隧道4.2.4跨越管道的强度设计系数应符合表4.2.4的规定。一级地区二级地区三级地区四级地区小型4.3.1线路管道应采用埋地方式敷设。受自然条件限制时，局部地段可采用土堤埋设或地面敷设，地面敷设的线路管段应结合输送工艺采取绝热和防护措施。4.3.2埋地线路管道的覆土厚度应根据管道所经地段的农田耕作深度、冻土深度、土地利用，地形和地质条件、地下水埋深、车辆所施加的载荷及管道稳定性的要求等因素，经综合分析后确定。埋地管道最小覆度序合1.3.2的规定。岩石类(m)一级地区二级地区三级地区四级地区4.3.3铁路、公路、河流水域等管道埋地最小覆土层厚度应符合现行国家标准《油气输送管道穿越工程设计规范》GB504234.3.4埋地管道管沟的几何尺寸、开挖、验收、管道下沟及管沟回填要求，应符合现行国家标准《油气长输管道工程施工及管道与电力电缆、通信光(电)缆交叉时，垂直净距不应小于0.5m;交叉点两侧各延伸10m以上的管段防腐层应无缺陷。4.3.7埋地管道与高压交流输电线路杆(塔)和接地体之间的距离宜符合下列规定：1在开阔地区，埋地管道与高压交流输电线路杆(塔)基脚间的最小距离不宜小于杆(塔)高度。2在路由受限地区，埋地管道与交流输电系统的各种接地电压等级(kV)铁塔或电杆接地(m)4.3.9地面敷设的乙烷线路管道与架空输电线路并行的距离不应小于最高杆(塔)高度。4.3.11当需要采用锚固墩(件)时，应通过计算合理选取锚固位置和型式，管道与锚固墩(件)之间应具有良好的电绝缘。4.3.12线路管道应采取外防腐层加阴极保护的联合防护措施。4.3.13处于交、直流干扰区域内的管道，管道防护措施应符合现行国家标准《埋地钢质管道交流干扰防护技术标准》GB/T50698和《埋地钢质管道直流干扰防护技术标准》GB50991的4.4.1乙烷输送线路管道应设置线路截断阀室，管道沿线相邻1以一级一类地区为主的管段不应大于32km。3以三级地区为主的管段不应大于16km。5当一级地区或二级地区存在特定场所时，截断阀室间距不应大于16km。4.4.2液态乙烷输送线路管道在河流大中型穿越、大型跨越两4.4.3线路截断阀室应在通1、地形开阔、地势相对较高的地方，防洪设防标准不应低于重现期25年一遇。线路截1与电力、通信线路杆(塔)的间距不应小于杆(塔)的高度再加3m。2距铁路用地界外不应小于3m。3距公路用地界外不应小于3m。4与建筑物的水平距离不应小于30m。4.4.4线路截断阀应具备远程控制功能并具有手动操作功能，4.4.5线路截断阀应采用全焊接球阀，球阀应能通过清管器和内检测器。阀室内与线路管道连通的第一个阀门应采用焊接连4.4.6需防止液态乙烷倒流的部位应设置止回阀。止回阀应能通过清管器和内检测器，止回阀与线路管道应采用焊接连接。4.4.7线路截断阀宜埋地，阀室工艺管道设施宜露天布置。线路截断阀及管道设施应采取防沉降措施。线路阀室应采用围栏或围墙进行保护，并设置地面标识。4.4.8液态乙烷输送管道阀室宜设置乙烷回收接口。4.5高后果区识别4.5.1管道线路沿线应开展高后果区识别，识别方法应符合现行国家标准《油气输送管道完整性管理规范》GB32167的有关规定。4.5.2乙烷输送管道高后果区管段识别和分级应符合表4.5.2的规定。I级管道两侧各200m范围内有湿地、水源、河流水库等环境敏感区管道两侧各200m范围内有森林、草原等环境敏感区管道两侧各50m范围内有铁路、高速公路、及文物保护单位等。管道两侧各200m范围内有特定场所、管道经过的三级地区管道经过的四级地区4.5.3当管道及周边环境发生变化，应及时对管道沿线高后果区进行识别更新。4.5.4根据高后果区分级应采取加密设置地面标识、泄漏监测、管道安全预警、视频监视、增加巡检频次等管道保护措施。5.1站场分级和选址5.1.1站场等级划分应符合下列规定：1气态乙烷管道站场等级划分，应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB50183中天然2液态乙烷管道站场等级划分，应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB50183中液化石油气站场的有关规定。5.1.2站场选址应符合下列规定：1应符合现行行业标准《石油天然气工程总图设计规范》SY/T0048的有关规定。2应符合管道线路总体走向，并满足工艺设计的要求。3应符合国家土壤，;理使用土地，充分利用荒地、劣地，不占或少占耕地。4宜位于城镇、居住区全年最小频率风向的上风侧，并避开窝风地段。5宜选择地势平缓，地表建(构)筑物少的地块。站址可用地面积应满足总平面布置要求，并宜便于扩建。6宜具有良好的工程及水文地质条件，应避开山洪、泥石流、滑坡、地面沉降、风蚀沙埋、全新活动断层等不良地质地段及其他不宜设站的地方。7宜选择交通、供电、给排水等依托较方便的地方。5.1.3站场与周围设施的防火间距应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB50183中液化石油气站场区域布置防火间距的有关规定。5.1.4站场与上下游石油化工企业毗邻时，站内设施与相邻石油化工企业相关设施的防火间距，应按照现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB50183和相关规范中企业内部设5.2.2站场应设围墙或围栏，并应设置应急门。应急门宜布置5.2.5站场总平面布置的防火间距应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB50183中液化石油气站场防火间5.2.6站场总平面及竖向布置应符合现行行业标准《石油天然5.3.1站场工艺应满足站场类型、输送工艺、运行条件及运行5.3.2进、出站场的乙烷输送管道应设置紧急截断阀。当紧急5.3.3站内工艺管道系统中的压力容器，设计压力不应小于工艺管道设计压力，并应能满足工艺管道设计压力1.5倍的强度试5.3.4站内与进出站线路管道连接或连通的第一个阀门应采用1清管设施宜与乙烷输送站场合并建设。当站间距超过清管器可靠运行距离时，应单独设置清管站。2进出站的管段上宜设置清管器通过指示器。3清管器收、发筒的结构尺寸应能满足清管器或内检测器的作业要求。4清管作业清除的污物应进行收集处理，不得随意排放。5.3.6气态乙烷输送站场首站应设置组分分析仪和水露点检测5.3.7液态乙烷输送站场首站应设置乙烷取样口。5.3.8泵站设计应符合下列规定：1泵站设置应根据工艺分析确定。2泵站应设置压力越站和全越站流程。3宜选用专用泵。4泵机组宜设置备用泵。5泵入口管段上应设置操作阀、过滤器、吹扫接口、放散阀及放散管，放散管应引至放空系统。6泵出口管段上应设置止回阀、操作阀和超压保护设施。7乙烷泵房应采用地上式。5.4.2站内工艺管道宜采用地面敷设，工艺管道连接应采用焊接，工艺管道与压力容器、设备及阀门宜采用法兰连接。5.4.3站内工艺管道法兰应采用带颈对焊法兰。5.4.4工艺管道不应直接开孔焊接支管。5.4.5站内地面工艺管道应根据环境条件和工艺需求采取合理的绝热措施。一级地区二级地区四级地区采用外防腐层，可采取外防腐层加阴极保护的联合防护措施，SY/T7036的有关规定，站场阴极保护应符合现行行业标准7配套生产设施7.1.1仪表与自动控制系统应满足生产安全运行及操作管理的需要，并具有站场、阀室工艺变量及设备运行状态7.1.2仪表与自动控制系统设计应符合现行国家标准《油气田7.1.3火灾自动报警系统的设计应符合现行国家标准《火灾自7.1.4可燃气体检测报警系统的设计应符合现行行业标准《石油天然气工程可燃气体检测报警系统安全规范》SY/T6503的7.1.6气态乙烷流量计量宜采用质量流量计、超声流量计或涡7.2.2通信传输系统应以光纤通信为主，当设置备用传输通道时，宜采用与主用传输通道不同的传输介质或传输路由。生产 1重要电力用户的供电电源配置应符合现行国家标准29328的有关规定。3站内重要负荷应配置应电控制、仪表和通信等重2变压器容量为100kV·A及以上的10kV变电站功率因关规定执行。电气设备应符合现行国家标准《爆炸性环境》GB3836(所有部分)的有关规定。电力装置的设计应符合现行国家标准《爆炸危险环境电力装置设计规范》GB50058的有关规定。7.3.6站场和阀室应进行雷电防护、防静电及接地设计，设计应符合下列规定：1雷电防护设计应符合国家现行标准《建筑物防雷设计规范》GB50057和《油气田及管道工程雷电防护设计规范》SY/T6885的有关规定。2防静电设计应符合国家现行标准《石油天然气工程防火设计规范》GB50183和《油气田防静电接地设计规范》SY/T0060的有关规定。3雷电防护和防静电的接地设计宜与站场的保护接地、工作接地共用接地系统，接地电阻应按照电气设备的工作接地要求确定。当共用接地系统的接地电阻无法满足要求时，应按照现行国家标准《建筑物防雷设计规范》GB50057的有关规定，采取完善的均压及隔离措施。7.3.7站场照明应符合下列规定：1室内照明应符合现行国家标准《建筑照明设计标准》GB50034的有关规定，小应现行国家标准《室外作业场地照明设计标准》GB50582的有关规定。2控制室、值班室、发电房及消防等重要场所应设应急照明。3人员疏散的出口和通道应设置疏散照明。7.4.1站场给水水源应根据生产、生活、消防用水量和水质要求，结合当地水源条件及水文地质资料等因素综合比较确定。7.4.2站场污水处置方案宜按现行国家标准的要求和污水水质污染情况，结合工程实际情况、环境影响评价报告和当地污水处置条件综合确定。7.4.3消防设计应符合下列规定：1站场应符合现行国家标准《建筑灭火器配置设计规范》GB50140的有关规定配置移动式灭火器。7.5.1站场供热热源设计应符合现行国家标准《锅炉房设计标7.5.2站场供暖、通风和空气调节设计，应符合现行行业标准《石油天然气地面建设工程供暖通风与空气调节设计规 8管道焊接、检验、试压与干燥8.1焊接与检验8.1.1管道焊接应符合下列规定：1管道焊接应符合现行国家标准《钢质管道焊接及验收》GB/T31032的有关规定。2站场管道焊接工艺评定应符合现行行业标准《承压设备焊接工艺评定》NB/T47014的有关规定。3钢管切割宜采用机械冷加工方式。4坡口加工宜采用坡口机。8.1.2线路无损检测应符合下列规定：1液态乙烷线路管道所有焊接接头应进行全周长100%射线和100%超声波无损检测。2气态乙烷三级四级地区线路管道的所有焊接接头应进行全周长100%射10超无损检测。线路管道一级地区和二级地区的所有焊接接头应进行100%射线检测和20%超声波检测复验。3气态乙烷一级地区和二级地区地面敷设的管道，水域、隧道、二级及以上公路、铁路穿跨越管道，返修、连头、未经试压的管道，变壁厚管道及其他重要地区管道的焊接接头均应进行100%射线检测和100%超声波检测。4线路管道焊接接头无损检测应符合现行行业标准《石油天然气钢质管道无损检测》SY/T4109的有关规定，合格等级为Ⅱ级。8.1.3站场和阀室内工艺管道无损检测应符合下列规定：1工艺管道焊接接头应进行100%射线检测和超声波检测，射线检测合格等级为Ⅱ级。2对无法进行射线检测或超声波检测的焊接接头，应进行100%磁粉检测和渗透检测，合格等级为I级。3工艺管道无损检测应符合现行行业标准《承压设备无损8.2.1试压应符合下列规定：1线路强度试验和严密性试验应采用无腐蚀性洁净水作为试压介质。2线路管道分段水压试验时的压力值、稳压时间及合格标准应符合表8.2.1的规定。一级地区压力(MPa)1.25倍设计压力设计压力稳压时间(h)4二级地区压力(MPa).25倍设计压力设计压力稳压时间(h)4三级地区压力(MPa)1.5倍设计压力设计压力稳压时间(h)4四级地区压力(MPa)1.5倍设计压力设计压力稳压时间(h)43站场管道强度试验应采用无腐蚀性洁净水作为试压介质，试验压力应为设计压力的1.5倍，稳压时间应为4h。站场管道严密性试验应采用空气或其他不易燃和无毒无腐蚀性气体，—24—试验压力应为设计压力，稳压时间应为24h。8.2.2乙烷输送管道系统试压及扫水合格后，应进行干燥。线路管道和阀室内管道宜采用干空气干燥。站内工艺管道宜采用真空干燥或氮气干燥，不应使用干燥剂干燥。干燥应符合现行行业标准《天然气管道、液化天然气站(厂)干燥施工技术规范》SY/T4114的有关规定。干燥后的管道系统应一直保持干9管道试运行9.0.1管道试运行应符合现行国家标准《油气管道运行规范》GB/T35068的有关规定。9.0.2管道投产前应采用氮气或惰性气体置换管内空气；应识别气体注入过程的风险，并应采取风险消除或控制措施；注入气体的温度不宜低于5℃。9.0.3置换过程中应检测管道末端内混合气体，连续三次检测到氧气含量低于2%(体积分数)时，置换合格。9.0.4置换过程中氮气或惰性气体与空气的混合气体应通过放空系统放空，放空时应设置隔离区。9.0.5气态乙烷管道试运行应符合下列规定：1管道试运行宜按置换、升压、稳压、检漏的步骤实施。2用乙烷置换管内氮气或惰性气体，当管道出口气体乙烷含量达到管道进口气体含的§(摩尔分数)且连续监测三次乙烷含量达到要求，则认为管道气体置换合格。3置换过程中氮气或惰性气体与乙烷气体的混合气体应通过放空系统点火放空，放空时应设置隔离区。4置换过程中管道内气体流速不宜大于5m/s。5置换过程中气态乙烷置换氮气或惰性气体时，应监测管道内压力。9.0.6液态乙烷管道试运行应符合下列规定：1应采用气态乙烷注入管线置换氮气或惰性气体。2满足置换要求后，将气态乙烷连续注入管线，并升压至高于环境温度下液态乙烷的饱和蒸气压。3升压过程应控制升压速率，同时监测管道内压力和温度。所示。或用户(分支图A乙烷管道工程与上下游相关企业及设施的界面图附录B乙烷性质与相图般乙烷含量高于88%(摩尔分数),含有少量甲烷、丙烷和丁组分含量有所区别。在常温常压下，纯乙烷呈气态，相对密度1.04,临界温度32.2℃,临界压力4.87MPa,闪点小于-50℃,爆炸下限约3%。乙烷气体略重于空气，扩散性较差，存在人员窒息风险。纯乙烷的相态图见图B。——包络线温度(℃)2弯管内弧侧的管壁厚度应按公式(C.0.2-1)和公式δ₆=δ·ma——钢材的线膨胀系数(C-1);t——管道下沟回填时温度(℃);Q₆=0n-Or<0.9osO=0₁+Omax<0₆a——弯头内径(m);β—环向应力增强系数；△X≤0.03D图D.0.1-2充分通风的建筑——输送乙烷的压缩机或泵81区2区规定。图D.0.2-1室外——带有阀门、螺纹管件、法输送乙烷的管道，同样也包括取样系统、仪表标准用词说明1为便于在执行本规范条文时区别对待，对要求严格程度不同的用词说明如下：1)表示很严格，非这样做不可的用词：2)表示严格，在正常情况下均应这样做的用词：3)表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的用词：4)表示有选择，在一定条件下可以这样做的用词，采2本规范中指明应按其他有关标准、规范执行的写法为《爆炸性环境》GB3836(所有部分)《高压锅炉用无缝钢管》GB/T5310《高压化肥设备用无缝钢管》GB/T6479《石油天然气工业管线输送系统用钢管》GB/T9711《钢质管道外腐蚀控制规范》GB/T21447《埋地钢质管道阴极保护技术规范》GB/T21448《重要电力用户供电电源及自备应急电源配置技术规范》GB/T《钢质管道焊接及验收》GB/T31032《油气输送管道完整性管理规范》GB32167《建筑照明设计标准B50034《锅炉房设计标准》50《建筑物防雷设计规范》GB50057《爆炸危险环境电力装置设计规范》GB50058《火灾自动报警系统设计规范》GB50116《建筑灭火器配置设计规范》GB50140《石油天然气工程设计防火规范》GB50183《输气管道工程设计规范》GB50251《输油管道工程设计规范》GB50253《工业设备及管道绝热工程设计规范》GB50264《油气长输管道工程施工及验收规范》GB50369《油气输送管道穿越工程设计规范》GB50423《油气输送管道跨越工程设计标准》GB/T50459《油气输送管道线路工程抗震技术规范》GB/T50470《天然气管道、液化天然气站(厂)干燥施乙烷输送管道工程技术规范《乙烷输送管道工程技术规范》SY/T7629—2021,经国家能源局于2021年11月16日以第5号公告批准发布，自2022年2月16日实施。本规范制定过程中，编制组进行了广泛的调查研究，认真总结我国乙烷管道工程建设的实践经验，同时参考现行国家标准《输气管道工程设计规范》GB50251、《输油管道工程设计规范》GB50253、《石油天然气工程设计防火规范》GB50183等国内相关国家标准，并在广泛征求意见的基础上，编制本为便于工程技术人贵对本规范的正确理解和执行条文规定，本规范编制组按章、节条顺序编制了本规范的条文说明，对条文规定的目的、依据以及执行中需注意的有关事项进行了说明，重点说明条文的多重意义和推荐实施方案。但是，本条文说明不具备与本规范正文同等的法律效力，仅供使用者作为理解和把握规范规定的参考。 422基本规定 433输送工艺 444线路 454.1线路选择 4.2地区等级划分及设计系数 454.3管道敷设 474.4管道截断阀室设置 474.5高后果区识别 505.1站场分级和选址 505.2站场总平面布置 525.3站场工艺及设备 535.4站场管道 53 6.4管道附件 557配套生产设施 567.2通信 7.3供配电 567.4给排水及消防 8管道焊接、检验、试压与干燥 578.1焊接与检验 578.2试压与干燥 579管道试运行 —41—1.0.3进入管道输送的乙烷一般来源于乙烷回收工厂或乙烷进口，乙烷的来源方可能是气态也可能是液态，乙烷的用户方可能只接收气态，也可能只接收液态或两者均能接受。因此乙烷来源方和用户方需根据生产和使用情况自建储存设施，本规范2.0.1目前，国外乙烷输送绝大部分采用液态输送模式，国内已建的乙烷输送管道采用了气态输送模式。由于乙烷产品临界温度高于绝大部分埋地管道埋设处地温，不推荐长距离采用超临界输送工艺。超临界乙烷输送管道，可参考本规范中液态输送相关要求实施。2.0.3本条规定的设计年工作天数宜为350d,是参照现行国家标准《输气管道工程设计规范》GB50251—2015和《输油管道工程设计规范》GB50253-2014确定的。具体工程项目的设计年工作天数，还需根据管道上游乙烷资源和下游乙烷用户设施年工作天数综合分析确定。2.0.4设置清管设施，一方面是为进行必要的清管，以保持管道高效运行；另一方面是为满足管道内检测的需要，以便于管道的完整性管理。清管设施的设置需结合运行管理的需要，具体情况具体分析，并非所有管道均需设置，如对于长度短，经分析不清管、不内检测也能满足管道长期可靠运行的，可不设清管设施。2.0.5对于液态乙烷管线短期停运的，合理控制管线的压力，一是要避免液态乙烷气化，二是要避免液态乙烷受热膨胀超压对管线产生安全影响。对于管线长期停运的，需采取安全管理措施，如对管线中的乙烷进行回收、氮气置换并封存。2.0.6在常温常压下，纯乙烷呈气态，相对密度1.04,临界温度32.2℃,临界压力4.87MPa,闪点小于-50℃,爆炸下限约3%。乙烷气体略重于空气，扩散性较差，危险性较大。因此本条提出乙烷管道站场宜进行危险与可操作性分析和定量风险评价。下存在土壤冻结或(和)冻胀对管道性能的不利影响，同时土壤冻结或(和)冻胀可能对土壤环境和植被产生不利影响，因4.1.6液态乙烷管道线路中心线与建(构)筑物外缘的间距参考现行国家标准《液化石油气供应工程设计规范》GB51142—2015中的表4.3.8-1提出，本条中的特定场所与现行国家标准包括医院、学校、托儿所、养老院、商场、监狱等人群疏散困难的建筑区域或集贸市场、寺庙、剧院等存在聚集人口的区域。分的相关要求。因此选代生Petroleumandnaturalgas家标准《Oilandgaspipelinesystems》CSAZ662:19,对乙烷输准见表1。E类，其中E类流体是在环境温度及大气压力下是气体，并可以聚集的地区或人类活动频繁的地区，在其附录B中对陆上D类及E类流体管道提出有关公众安全的补充要求，管道应按照所途经的地区人口密度和居民集中程度来分类。因此，对乙烷输送管Pipelinetransportationsystems》ISO13623按照管道中线两侧200m范围，每平方公里的人数地区等级划分为5个地区等级。19适用于气体和HVP管道系统。HVP管道系统是指输送碳氢化合物或碳氢化合物的管道系统液态或准液态的烃混合物，蒸气压大于110kPa使用Reid方法测定的在38℃下的绝对温度。乙烷液体输送管道属于该标准中的HVP系统。该标准中对地区等级按照1.6km长度进行划分，划分宽度为管道两侧200m范围。无人区人口密度50人/km²以下地区，2级地区是指诸如荒凉地、游牧地、农田及其他人口稀少地区1级人口密度大于或等于50人/km²但小于250人/km²,有多个住宅单元，有旅馆或办公楼，不超过50人定期聚集，偶尔有工业建筑物。3级地区是人口密度缘区域和城镇、牧场、乡村庄园符合以下任一类型的：1)户数在11户至45户之间：3)在正常使用期间由20人至120人占场、休闲区、室外剧院或其他公众集会场所);质存储区)管道可能导致工业装置续表1人口密度大于或等于250人/km²,5级级地区特点的人口稠密地区符合以下任一类型的1)户数在46户及以上的区段；构(例如，医院、监狱、日托设施、的建筑物；大多数是多层建筑(地面以上4层或以上),交通繁忙或交通量大，并且有许多其他地下设施地区在根据表1的对比分析和现行国家标准《输气管道工程设计规范》GB50251地区等级划分，本规范以“户数”作为地区等级划分规则，同时规定了对一级地区和二级地区管道沿线200m范围内存在特定场所的管道要求按照三级地区选取设计系数。4.3.5如果交叉段防腐层存在缺陷，会在防腐层缺陷处造成阴极保护电流流入或流出，导致电流流出处附近的管道或金属结构被腐蚀，因此至少应保证后施工的管道在交叉点两侧各延伸10m以上的管道防腐层无缺陷。4.4管道截断阀室设置4.4.1线路截断阀室是管道线路工程中的一部分，目的是便于管线分段维护，以及在管线事故情况下能截断管线段，尽可能减少泄漏损失和防止事故扩大。systems》ISO13623:2017对线路截断阀间距并未提出具体要求，提出设置位置应考虑操作、泄放和附近建筑物的间距等方面。加拿大国家标准《Oilandgaspipelinesystems》CSAZ662:19对线路截断阀间距要求为：气体管线一级地区无间距要求(强度设计系数0.8),二级地区为25km(强度设计系数0.72),三级地区为13km(强度设计系数0.56),四级地区为8km(强度设计系数0.44);HVP管线一级地区无间距要求(相当于设计系数0.8),二级地区(强度设计系数0.64)、三级地区(强度设计系数0.64)和四级地区(强度设计系数0.64)均为15km。该标准规定线路截断阀间距可调增，但调增不超该地区等级规定值的25%。美国机械工程师协会标准《Pipelinetransportationsystemsforliquidsandslurries》ASMEB31.4将液态乙烷归属于液化石油气(LPG),该标准中规定在工业区、商业区和住宅区，输送液化石油气或液态无水氨的管道系统上，应按最大间距不超过12km设置干线截断阀，以便于操作控制，限制停机持续时间，以及便于修理。现行国家标准《输油管道工程设计规范》GB50253—2014规定输送液化石油气管道线路的截断阀的最大间距为：一级地区32km,二级地区24km,三级地区16km,四级地区8km,本规范结合国内外标准，以及本规范规定的管道强度设计系，综合考虑提出乙烷输送管道线路截断阀的间距规定。4.4.7阀室工艺管道是指线路截断阀的旁路管道、旁路阀门、放空阀等。露天布置是为了消除乙烷泄漏聚集空间，降低安全风险。如果线路截断阀及其工艺设备设置在封闭或半封闭的房间内，则需采取通风和燃气体监测设施。4.5高后果区识别4.5.1本条参照现行国家标准《油气输送管道完整性管理规范》1现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB50183适用于“石油产品”等油气管道站场的防火设计，由现行国家标准《石油产品及润滑剂分类方法和类别的确定》GB/T498和《石油产品燃料(F类)分类第1部分：总则》GB/T12692.1可知，石油产品涵盖乙烷。综上，现行国家标准《石油火设计。乙烷管道站场分级，主要目的是为科学、合理地采取相应的防火措施。按现行国家标准《石油天然气工程设计防火级，其火灾危险性均为，贰态乙烷管道站场按生产规模划分等级(符合天然气是合理的。2按现行国家标准《右油天然气工程设计防火规范》GB50183的站场分级原则，液态介质站场按储罐总容积来分级。液态乙烷和液化石油气均属液体状态，其火灾危险性均为甲A,故液态乙烷管道站场按储罐总容积来划分等级(符合液化石油气站场分级规定)是合理的，当站场内无储罐时，按照五级站一方面需符合管道线路总体走向要求。符合线路总体走向，由于站场选址尚需符合土地政策、工程地质、交通依托等要求，在线路中线位置选址不一定完全符合这些要求，此时站场位置可在不影响线路总体走向、增长管线长度不大的条件下，在线路中线两侧选择站址。首、末站与上下游企业联系较紧密，为节约集约用地、公用工程依托，推荐其与上下游企业联合选址，3工程建设用地均应符合国家土地政策，管道站场用地也4乙烷站场在生产运行和维修过程中，常有乙烷散发随风向下风向扩散，城镇及居民区常有明火存在，明火可引燃扩散至此的乙烷，逆向回火引起火灾或爆炸，因此本款规定乙烷站场宜布置在城镇及居住区的最小频率风向上风侧。考虑到乙烷比空气略重，需预防乙烷泄漏后集聚，站场选址需避开扩散条5站址地势平坦，为的是节省土石方、边坡支护工程量；地表建(构)筑物少，为的是节省拆迁工程量和拆迁投资。站址可用地大小首先得满足目前工程建设的需要，若尚有条件类似的比选站址，优选可车的方案，便于站场后期改6确定站场位置时，需对该位置区域的地质情况进行调查，避免将站场设置不良地质区域，以免增加工程投资和站场7站场需进出交通联系、用电、用水，便捷的交通、供5.1.3由现行国家标准《石油产品及润滑剂分类方法和类别分：总则》GB/T12692.1可知，石油产品涵盖乙烷。现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB50183适用于“石油产品”等油气管道站场的防火设计，即现行国家标准《石油天置在地势低洼处，尽量采用空花围墙(栏),工艺设施附近不5.2.4经调研，国内外乙烷管道项目监控设备用房均为独立设置。同时，变、配电站及监控设备用房独立设置利于甲、乙类厂房在发生事故状态时，变配电及监控设备仍能独立工作，提高管道整体安全保障。5.3.2由于乙烷泄漏后果严重，为在站场出现事故情况下，能快速截断线路与站场工艺设施，本条规定进出站场的乙烷输道管道应